ANALYS AV VERKNINGSGRAD HOS
VATTENPLACERADE SOLCELLSMODULER
En jämförelse med landbaserade solcellsmoduler och mot en teoretisk modell
SIMON ENGLUND-KARLSSON
EMIL QVIST
Akademin för ekonomi, samhälle och teknik (EST)
Kurs: Examensarbete Kurskod: ERA206 Ämne: Energiteknik Högskolepoäng: 15 hp
Program: Energiingenjörsprogrammet inriktning
elektroteknik
Handledare: Anders Nordstrand, MDH Examinator: Bengt Stridh, MDH
Uppdragsgivare: Pietro Elia Campana, MDH Datum: 2018-06-11
E-post:
Skn15009@student.mdh.se Eqt15001@student.mdh.se
ABSTRACT
In previous research which studied the effect of different cooling methods and placements of PV-modules, overall results have been that a cooler environment contributed to a lower module temperature. This contributed positively to efficiency and power production due to the relation of the thermal coefficient of PV-modules.
In this paper, efficiency and electricity production have been investigated between two solar modules where one was placed on a surface of water and the other on land. The parameter investigated was the effect of ambient temperature on solar modules and thus the efficiency of the two studied solar modules. In the degree project a weather station has been built using measuring probes for collecting data for air temperature, cell temperature, wind speed and incident solar radiation. The data was then collected with a microcomputer connected to an SD card. Before the experiment was carried out, the panels and connected measuring probes were tested against each other to adjust them, the results were the same under the same conditions.
The experimental results were compared with theoretical models of efficiency and electrical power of the solar modules. The software MATLAB was used to evaluate how the
experimental results compared to a theoretical model of the systems. The results from the experimental measurements showed an efficiency difference between the modules. The theoretical difference was about 0.01 % which may vary due to tolerances of the equipment used to collect the data. Additional tests need to be performed to investigate the effectiveness of land and water-based modules further to provide more clear results as the experiment and collection of data in this paper was limited to one day of measurements. The modules should also have been placed further apart from each other affected by the same wind velocity and incident global solar radiation to give a stronger result.
Keywords: Photovoltaics, efficiency, cooling, floating photovoltaics, photovoltaic module,
FÖRORD
Examensarbetet har utförts gemensamt av två studenter i energi- och elektroteknik inom energiingenjörsprogrammet på Mälardalens Högskola i Västerås, Sverige.
Upplägget och genomförandet av examensarbetet har fördelats på så sätt att båda
studenterna har varit delaktiga och bidragit lika mycket till de olika momenten som krävts för slutförandet av arbetet.
Vi vill tacka de personer som hjälpt oss under examensarbetet, vår externa handledare Pietro Elia Campana, handledare Anders Nordstrand, examinator Bengt Stridh och
verkstadsansvarig Joakim Jansson. Emil Qvist och Simon Englund-Karlsson Västerås 2018-05-31
SAMMANFATTNING
I tidigare forskning har olika kylmetoder av solcellsmoduler med externa kylanordningar och olika placeringar av modulerna studerats. Övergripande resultat har varit att en svalare omgivning bidragit till en lägre modultemperatur vilket bidragit positivt i avseende på verkningsgrad och effektutveckling hos solcellsmodulerna.
I detta examensarbete har verkningsgrad och elproduktion undersökts mellan två
solcellsmoduler där den ena placerats på en flotte ute på vatten och den andra på land. Det som undersöktes var hur omgivningens temperatur påverkade verkningsgraden, och således skillnader i elproduktionen hos solcellsmodulerna.
I projektet har en väderstation byggts upp med hjälp av mätprober för insamling av data av lufttemperatur, celltemperatur, vindhastighet och infallande solstrålning. Datan samlades in på ett SD-kort med hjälp av en tillkopplad mikrodator (Arduino). Innan experimentet utfördes testades även modulerna och dess tillkopplade mätprober mot varandra för att justera dessa så att resultaten blev desamma under samma förutsättningar.
De experimentella resultaten jämfördes med teoretiska modeller för elektrisk effekt hos solcellsmodulerna i programmet MATLAB för att se hur resultatet stod sig mot en teoretisk modell över systemen.
De resultat som framgick från de experimentella effektmätningarna visade på en liten skillnad mellan modulerna. Den teoretiska skillnaden i verkningsgraden blev cirka 0,01 % och kan variera på grund av toleranser hos utrustningen som använts. Det berodde på att de båda modulerna stod i samma förhållanden och att ekvationen som beräknade den teoretiska verkningsgraden inte inkluderade individuella skillnader mellan modulerna.
Ytterligare tester behöver utföras för att undersöka skillnader i verkningsgrad och
effektutveckling hos land respektive vattenplacerade moduler för att få mer tydliga resultat då experimentet och insamlande av data i denna undersökning enbart begränsades till en dags mätningar. Modulerna skulle även ha placerats på platser med större variationer i omgivningen fast med samma mätvärden på vindhastighet och infallande global solstrålning.
Nyckelord: Solceller, verkningsgrad, kylning, solcellsmodul, vattenplacering,
INNEHÅLL
1 INLEDNING ...1 1.1 Bakgrund... 1 1.2 Syfte ... 2 1.3 Frågeställningar ... 2 1.4 Avgränsning ... 2 1.5 Litteraturstudie ... 21.5.1 Hur en solcell fungerar ... 2
1.5.2 Kylmetoder och effekt av dessa ... 3
1.5.3 Kylning på modulernas ovansida/framsida ... 3
1.5.4 Kylning av modulernas undersida/baksida ... 4
1.5.5 Flytande solcellssystem (FPV) ... 4
1.5.6 Mätmetoder ... 6
2 METOD ...6
2.1 Simuleringar ... 6
3 AKTUELL STUDIE ...7
3.1 Systemkonfiguration och datainsamling ... 7
3.2 Kontroll och utrustning ... 8
3.2.1 Mätutrustning ... 8 3.2.2 Flytanordning ... 9 3.2.3 Placering ... 9 3.2.4 Kopplingsscheman ...11 3.2.5 Mätutrustningen ...12 4 RESULTAT ... 12 4.1 Konstruktion av utrustningen ...12 4.1.2 Solcellsmodulen ...12 4.1.3 Väderstationen ...13
4.3 Testmätningar dag två (2018-05-14) ...16
4.3 Mätdata ...17
4.4 Slutkontroll innan mätningar i Sala 2018-05-17 ...18
4.5 Mätningar i Sala kalkbrott 2018-05-18 ...20
4.6 Jämförelse mellan uppmätta och simulerade effekter ...23
4.7 Verkningsgrad ...25
5 DISKUSSION... 25
6 SLUTSATSER ... 27
7 FÖRSLAG TILL FORTSATT ARBETE... 27
REFERENSER ... 27
FIGURFÖRTECKNING
Figur 1 Uppriggning av flytanordning i Sala 2018-05-18. ... 9Figur 2 Vattenmodulen uppställd och fastspänd. ... 9
Figur 3 Översikt på mätplatsen i Sala. ... 9
Figur 4 Ett schema som visar hur systemet var kopplat. ... 11
Figur 5 Ett schema som visar hur landmodulens mikrodator var kopplad. Den vattenplacerade mikrodatorn kopplades på samma sätt fast utan anemometern och pyranometern. ... 11
Figur 6 Den vänstra bilden visar hur termistorn fästes på baksidan av solcellsmodulen. På den högra så var isolerande tejp applicerad över termistorn. ... 13
Figur 7 De kopplade Arduino enheterna som mäter temperaturer, solinstrålning och vindhastighet hos modulerna. ... 13
Figur 8 Vänstra bilden: Vattenmodulens kopplingslåda. Högra bilden: Landmodulens och väderstationens kopplingslåda...14
Figur 9 Uppställning för test av moduler mot varandra. ...14
Figur 10 Modultemperatur i modulens mitt under test (termistorvärden). ... 15
Figur 11 Bild från värmekamera som visar värmepunkt på landmodulens framsida innan tejpen togs bort. ... 15
Figur 12 Bild från värmekamera som visar landmodulens temperatur 12 min efter det att tejpen togs bort. ... 15
Figur 14 Landmodul framsida. ... 17
Figur 15 Landmodul termistor. ... 17
Figur 16 Landmodul baksida. ... 17
Figur 17 Vattenmodul framsida. ... 17
Figur 18 Vattenmodul termistor. ... 17
Figur 19 Vattenmodul baksida. ... 17
Figur 20 Vattenmodulens temperatur mot tid enligt mätning med termistor på modulens baksida. ... 18
Figur 21 Landmodul framsida. ...19
Figur 22 Landmodul Baksida efter applicering av extra kylpasta. ...19
Figur 23 Vattenmodul framsida. ...19
Figur 24 Vattenmodul baksida efter applicering av extra kylpasta. ...19
Figur 25 Lufttemperaturer för landmodulen (blå linje) och vattenmodulen (röd linje) ifrån mätningarna i Sala. ... 20
Figur 26 Temperaturer på modulernas baksida som uppmättes under dagen. ...21
Figur 27 Global solinstrålning som uppmättes under dagen. ...21
Figur 28 Vindhastigheten som uppmättes under dagen. ... 22
Figur 29 Uppmätta effekter, landmodulen (blå linje) och vattenmodulen (röd linje), ifrån mätningarna i Sala. ... 22
Figur 30 Jämförelse mellan uppmätt och simulerad effekt, landmodul. RMSE var 81. Blå linjen visar ett idealt förhållande. ... 23
Figur 31 Jämförelse mellan uppmätt och simulerad effekt, vattenmodul. RMSE var 111. Blå linjen visar ett idealt förhållande. ... 24
Figur 32 Jämförelse mellan vatten- och landmodulens effekter vid mätningarna i Sala. RMSE var 43. Blå linjen visar ett idealt förhållande. ... 24
Figur 33 Modulernas verkningsgrad framtagen med ekvation 3. ... 25
TABELLFÖRTECKNING
Tabell 1 Tekniska egenskaper undersökt solcellsmodul vid STC. ... 7BETECKNINGAR
Beteckning Beskrivning Enhet
U Spänning V R Resistans Ω I Ström A P Effekt W η Verkningsgrad Enhetslös T Temperatur °C Ac Solcellsmodulers yta m2
GT,i Global instrålning i modulplanet W/m2 GSTC Solinstrålning vid STC (1000W/m2) W/m2 ηmp Modulernas teoretiska verkningsgrad
baserat på uppmätta värden Enhetslös
ηmp,STC Modulens verkningsgrad vid STC Enhetslös
Ta Lufttemperatur °C
TSTC Celltemperatur vid STC (25°C) °C
Rref Referensresistans vid 25°C hos termistor Ω NOCT Nominell drifttemperatur vid GT,i = 800
W/m2, Ta = 20°C, V = 1 m/s och öppen baksida [1].
°C
V Vindhastighet m/s
ηe MPPT tracking verkningsgrad Enhetslös
µmp Temperaturkoefficient för MPP 1/°C
µVoc Temperaturkoefficient för spänning hos
modul V/°C
Ump Spänning vid MPP V
Pmärk Märkeffekt vid STC W
FÖRKORTNINGAR
Förkortning Beskrivning
MPP Maximum Power Point, Punkt där modulens spänning och ström ger högst effekt.
MPPT Maximum Power Point Tracking – En kontroller som alltid söker efter den optimala effektpunkten i
solcellssystem.
FPVS Floating PV system – flytande solcellssystem, placeras i olika typer av vatten.
VAT Vertical axis tracking – Solföljare som justerar sig efter solens position mot det vertikala planet.
STC Standard test condition – Standardvillkoren då man testar solceller och solcellsmoduler vilket innebär en temperatur hos solcellen på 25°C. Infallande
solstrålning 1000 W/m2 och lufttäthet på 1.5 (AM1.5) [2].
TOL Toleranser för materialen, RDG (reading) är inre toleranser hos instrumenten och DGT (digits) är digitala toleranser på visat värde på displayen på instrumenten.
DEFINITIONER
Definition Beskrivning
Solcell Enskild solcell.
Solcellsmodul En modul sammansatt av flera solceller kopplade i serie. Arduino Uno Programmerbar mikrodator.
Laddningskontroll
er Reglerar laddningen till batteri samt lastens elförbrukning. Konvektion Värmetransport genom gas eller vätska. Konduktion Värmeledning genom fasta material.
Refraktion Ljusstrålars brytning vid övergången mellan två material med olika brytningsindex.
Emissivitet Hur effektivt materialet är på att avge värmestrålning.
1
INLEDNING
För att kunna nå upp till Europeiska Unionens 2020 mål, var av ett handlar om energi och klimat, måste energimixen justeras och fler förnybara energikällor måste in i mixen [3],[4]. Solenergin hör till de förnybara energislagen och hör således hemma i en ny energimix. Solcellsteknologin expanderar i rask takt runt om i världen framför allt i Kina och Indien där stora investeringar görs för att kunna uppnå framtida energimål [5].
1.1
Bakgrund
Människan använder, trots att det ständigt utvecklas fler energieffektiva lösningar, mer och mer energi globalt och populationen blir ständigt större [6],[7],[8]. Vi som människor behöver ställa om till fler förnybara energislag för att uppnå en hållbar energianvändning för både människan och vår miljö. Solceller kommer att vara en del i denna omställning då det finns flera fördelar med dessa. De kan placeras frånskilt från nätet i så kallad ”off grid” konfiguration och kan ladda batterier och värma vatten. Solceller är även relativt
underhållsfria och kan producera elektricitet under en lång livslängd. Dessutom har priserna på solceller under senare tid sjunkit markant vilket har inneburit en ökad efterfrågan och en ökning i utbyggda solsystem [9], [10].
Den stora fördelen med el från solen är dock den stora miljövinsten som denna medför. Genom att utöka antalet solcellsanläggningar kan de övriga energikällorna minskas ner under timmar med hög solinstrålning vilket medför ett minskat globalt koldioxidutsläpp, vilket är mycket eftertraktat på ställen med smutsig luft och mycket fossila utsläpp t.ex. Beijing, Kina. [11]
Inga energikällor är perfekta och inte heller solenergi. En av nackdelarna med solceller är dess relativt låga verkningsgrad, det kan tyckas oviktigt att verkningsgraden är låg då solen är en obegränsad energikälla men med högre verkningsgrad krävs mindre upptagen yta och samtidigt en minskad materialåtgång för att uppnå samma producerade elektricitet.
Tekniken går fort framåt med nya celler som har en avsevärt högre verkningsgrad än tidigare så dessa faktorer blir ett mindre bekymmer med mer effektiva celler [9], [12].
Varje dags infallande solstrålning är olika vilket innebär dygnsvariationer hos den
producerade elektriciteten från installerade solcellsmoduler. Men även tiden på året spelar en viktig roll då den infallande solstrålningen beror på platsens placering mot solen vilket innebär lägre solstrålning på vintern och mer på sommaren[13]. Därför är det av stort intresse att analysera hur moduler påverkas av dess placering där omgivningen kan spela en stor roll för verkningsgraden och således den producerade elektriciteten. Om
verkningsgraden signifikant kan ökas, eller hållas nära den hos Standard Test Condition (STC) genom att placera dessa i miljöer med andra mer ideala förutsättningar kan detta
medföra ökade ekonomiska vinster hos systemen då den totala elproduktionen kan ökas per kvadratmeter i och med optimalare drift [14]. Detta innebär dels ökad besparing i avsatt markyta då solcellssystemets storlek kan minskas ner, dels kan det leda till en minskad inköpskostnad. Att ha möjlighet att placera systemen på vatten som inte trafikeras skulle även det kunna medföra en ökad elproduktion och att markytan kommer till bättre
användning, förutsatt att systemet ska producera lika mycket som landbaserade system [15].
1.2
Syfte
Syftet med arbetet var att jämföra hur teoretiska modeller står sig mot verklig elproduktion hos två solcellsmoduler, med skillnaden att en av modulerna kyldes via konvektion ifrån omgivande vatten och luft och den andra via konvektion med markyta och omgivande luft.
1.3
Frågeställningar
• Hur stod sig den teoretiska modellen baserad på experimentella värdena för elektrisk effekt mot verklig elproduktion?
• Hur stora skillnader i effektiviteten var det mellan land- och vattenplacerade solcellsmoduler?
1.4
Avgränsning
Mätningarna utfördes under en dag i ett vattenfyllt kalkbrott i Sala, Västmanlands län. Solcellsmodulerna var stationära och utan solföljare. Solinstrålningen och vindhastigheten antogs vara lika för de båda modulerna, då solstrålningen och vindhastigheten enbart mättes på den landplacerade modulen och den var placerad cirka tio meter från modulen som placerades på vattnet.
1.5
Litteraturstudie
Tidigare forskning har studerat solcellsmoduler och dess karaktäristik i förhållande till dess temperatur. Det som undersökts och som varit av intresse för detta arbete var vilken
inverkan modultemperaturen haft på dess elektriska verkningsgrad, elektrisk uteffekt, total verkningsgrad samt förluster och hur dessa påverkats av olika kyltekniker.
1.5.1
Hur en solcell fungerar
En solcell består av ett eller flera halvledande material, cellen har ett positivt- och ett negativt lager och mellan dessa lager så bildas ett bandgap [16]. Då solljuset, beståendes av fotoner,
absorberas av solcellen slås elektroner loss ifrån materialets atomer vilket ger upphov till ett elektriskt fält. När elektronerna börjar röra sig mellan lagren så uppstår en
spänningspotential mellan polerna, när kretsen sluts så uppstår en likström. Då spänningen som uppstår i en enskild solcell är relativt låg så brukar dessa kopplas ihop i serie för att öka spänningen eller parallellt för ökning av strömmen. Oftast så placeras de ihopkopplade solcellerna i moduler som är vädertåliga. I solcellsanläggningar så är flera moduler
sammankopplade med varandra [16], [17]. Cellerna kan vara tillverkade av olika material och olika tillverkningsmetoder. Det vanligaste som används är mono- respektive polykristallina kiselceller. Monokristallina kiselceller har generellt en högre verkningsgrad än
polykristallina men är dyrare att producera [18].
1.5.2
Kylmetoder och effekt av dessa
I de studerade undersökningarna har författarna kylt modulerna med olika typer av
kylningsanordningar, dels aktiva metoder där pumpanordningar använts varvid ett kylande medium, då främst vatten har använts för att kyla cellerna, men även genom aktiv cirkulation av luft som kylt modulerna med hjälp av fläktar. Förutom aktiv kylning har även passiva metoder testats och studerats där modulens temperatur kylts genom en placering i en svalare omgivning varpå naturlig konvektion och inverkan av naturligt cirkulerande luft fungerat som kylare för den uppvärmda modulen.
De olika metoderna har applicerats dels ovanpå men även på undersidan av modulerna för att åstadkomma en kallare celltemperatur [19].
I ett experiment undersöktes hur temperaturen påverkade effekten från monokristallina kisel solceller. För att motverka minskningen av verkningsgraden så krävs någon form av kylning [20]. Ett flertal studier visar på ett linjärt förhållande mellan maxeffekt och temperatur hos monokristallina solceller [20]–[22], [23]. Även polykristallina celler följer samma linjära förhållande men med en större förlust i relation till temperaturen [24].
Varför modulerna gynnas av en lägre temperatur är då modulernas elproduktion påverkas negativt av högre temperatur. Med varmare celler sjunker verkningsgraden hos modulerna från sin nominella verkningsgrad på cirka -0,45 %/°C lite beroende på olika
tillverkningstekniker och hur cellerna är monterade [21]. I experimentet har moduler av polykristallina celler studerats och enligt tillverkaren ligger temperaturkoefficienten på undersökta moduler på -0,43 %/°C [25].
1.5.3
Kylning på modulernas ovansida/framsida
I en studie undersöktes ett system bestående av polykristallina moduler med en
verkningsgrad på 13,5 % vid STC. Modulen kyldes med hjälp av ett sprinklersystem som sprayade vatten på dess ovansida och fann att verkningsgraden kunde hållas vid 12,5 % jämfört med utan kylning på 9,26 % [26]. I en ytterligare undersökning utfördes ett liknande
test på en monokristallin modul som även den sprayades med vatten och fann en ökning av verkningsgraden till 15,42 % mot 13,92 % på modulen utan kylning [27].
Även andra metoder där vatten applicerats rinnande över modulens framsida har
undersökts. Genom kylningen åstadkoms en ökning i elektrisk uteffekt med 15 % jämfört med en referensmodul utan kylning [28]. En liknande undersökning fann en ökning på elektrisk uteffekt med 10,3 % jämfört mot referensmodulen [29].
Ytterligare fördelar med aktiv kylning av modulerna med vatten på dess ovansida har varit den ökande refraktionen som vattnet bidrar med till modulen, vilket i sin tur bidrog med en ökning av det elektriska utbytet på ca 1,5-3 % [28], [30]. Utöver vattnets kylande effekt samt dess påverkan på refraktionen, påpekade författarna den rengörande effekten som håller modulerna fri från smuts under långtidsdrift. Det blir en fördel för total elproduktion från moduler, främst i områden med mycket damm [19], [29].
1.5.4
Kylning av modulernas undersida/baksida
Även slutna cirkulerande system för aktiv kylning av modulens baksida har undersökts. I en undersökning kyldes en modul med vatten cirkulerande i rör, rören kopplades till modulens baksida. Resultatet blev att den kylda modulen kunde hållas nära verkningsgraden på 13 % vid STC. Vilket innebar att modulens verkningsgrad kunde hållas nära den enligt modulens märkeffekt även under stark instrålning [31]. I ett liknande test med vatten som även i detta fall kylde modulen i rör på dess undersida fann författaren en ökad elektrisk uteffekt på 10 % jämfört med referensmodul utan extra kylning [32].
I passiva system undersöktes effekten av kylning genom naturlig konvektion genom att modulen placerades över en luftkanal på modulens baksida där kanalen värmdes upp vilket medförde tryckförändringar i luften som skapade ett luftflöde vilket kylde modulens baksida. Det författarna fann var en ökning av elektrisk uteffekt på ca 10 % i jämförelse med en
referensmodul [33].
1.5.5
Flytande solcellssystem (FPV)
Att placera solcellssystem på vatten är ett nyare koncept, detta görs genom att bygga upp en plattform av pontoner, flottar eller fasta strukturer där sedan solcellsmodulerna och kablar placeras [34]. Vanligtvis används FPV-system i naturliga vatten samt i reservoarer. I en annan studie [35] tittade man på hur detta skulle kunna appliceras på
avloppsvattenbasänger. Jämförelse gjordes mellan fasta solcellssystem och system med vertical axis tracking (VAT) med och utan kylning. Det som konstaterades var att fasta solcellssystem fungerade bäst för denna typ av scenario. Då modulerna var fixerade så gick det bättre att täcka hela vattenytan vilket reducerade förångningen av vattnet avsevärt. Nackdelen med denna lösning var att det inte går att få lika hög elproduktion som med solföljare, å andra sidan blir det ett billigare system med mindre underhållsbehov. Då FPV-systemen används så tjänar de två syften, dels att generera elektricitet samt att förhindra
förångningen av vattnet. Vid utvärderingar av FPV är verkningsgraden den viktigaste parametern även om besparandet av förångat vatten är av vikt där dricksvatten är en brist. Det finns ett flertal metoder för att kyla solcellsmoduler, några av dessa har blivit summerade och utvärderade i en studie [36] som beskriver en av metoderna Floating Tracking
Concentrating Cooling (FTCC). Denna metod baseras på att solcellsmodulerna flyter i en bassäng med solföljning i en axel, reflekterande material används för att öka instrålningen på solcellsmodulerna. För att kyla solcellsmodulerna så används ett sprinklersystem. I studien konstaterades att solcellsmoduler bör kylas på sådant sätt att yttemperaturen hålls så låg och stabil som möjligt, helst med en enkel och billig metod, för att höja verkningsgraden samt för att reducera åldrandet av solcellsmodulen.
Genom att placera moduler på vatten som ger en svalare omgivning kommer detta teoretiskt att ge en lägre celltemperatur och därmed öka det elektriska utbytet från modulen med hänvisning till tidigare undersökningar ovan.
En undersökning utförd i Haman och Hapcheon, Sydkorea studerades prestandan hos en land- respektive en vattenplacerad solcellspark under två perioder, första undersökningen mellan februari 2012 och januari 2013 i Sydkorea och fann verkningsgrader hos landparken på 15,5 % respektive 17,6 % på vatten vilket innebar en skillnad på 2,1 % mellan systemen under perioden. Andra undersökningen var från oktober 2012 till Mars 2013 och fann under perioden verkningsgrader på 17,1 % på vattenparken respektive 15,5 % på landparken vilket motsvarar en total skillnad på 1,6 % under perioden mellan systemen. En slutsats på total skillnad under de olika perioderna utslaget över tiden var på 1,85 % [37].
En annan teoretisk studie från Mälardalens Högskola och Shandong University undersökte skillnader i verkningsgrad hos land- respektive vattenplacerade solcellsmoduler som enbart kyldes passivt av omgivningen och utan ytterligare modifikation på modulerna teoretisk med finit-elementmetod i MATLAB. Resultatet blev en ökning av verkningsgraden på 1,58-2%, vilket kunde åstadkommas genom att placera modulen på vatten [27].
En solcellspark i Lake Colignoa, Italien byggdes på vatten och vid modulerna placerades speglar som reflekterade infallande solstrålning på solcellsmodulerna. Systemet hade även aktiv solföljning. Resultat och slutsatser var en möjlig ökning i årligt elektriskt utbyte på cirka 60 % under optimala förutsättningar jämfört med ett landbaserat system utan solföljning och utan speglar. Nackdelar med tekniken var svårigheten att jämt fördela strålningen på
solcellsmodulerna och när reflektorerna blir smutsiga med tiden reflekteras och fördelas strålningen dåligt på solcellsmodulerna [38].
Att placera solceller på vattnet kan innebära vissa strukturella påfrestningar på
konstruktionen och flytanordningen för solcellerna, främst i länder där det blir minusgrader och isbildning på sjöar och vatten till exempel i Sverige. Företaget Nordic Solar testade hösten 2014 att placera solceller monterade ute på vatten som frös ned till -20°C och anordningen klarade påfrestningen även om inga mätningar över elproduktionen utfördes under perioden. [39]
1.5.6
Mätmetoder
På uppdrag av Energimyndigheten så analyserades metodiker för att pröva solcellsmoduler. Ett långtidstest utfördes genom att mäta solinstrålningen kontinuerligt med hjälp av en pyranometer, modulen belastades så att maxeffekt alltid togs ut ur systemet oberoende av solstrålningens intensitet. Även uteffekten ifrån solcellsmodulen mättes kontinuerligt, systemet var inte kopplat till en växelriktare utan använde sig istället av en
laddningskontroller med Maximum Power Point Tracker (MPPT) funktion som säkerställde att modulen alltid låg i optimal arbetspunkt [40]. I en annan studie utvärderades prestandan hos en verklig anläggning, de mätte förutom solstrålningen även vindhastighet och
omgivningens temperatur. På solcellsmodulen mättes temperatur, spänning, ström och batteribankens laddningstillstånd [41], [42].
Vid mätning av modulernas temperatur bör temperatursensorn placeras centrerat på solcellsmodulen och helst isoleras för att minska påverkan ifrån vind och UV-strålning, sensorn bör sitta plant mot modulens yta[43]. Metoderna var applicerbara vid jämförelser av olika typer av solcellsmoduler.
2
METOD
Realtidsmätningar har utförts på två stycken solcellsmoduler. En mikrodator (Arduino Uno) med fyra stycken tillkopplade mätprober har använts för att samla in data för temperaturer i luft, vatten, mark och solcellen i sig. Infallande global solstrålning mättes med en
pyranometer (solstrålningsmätare) på en av modulerna, effekten som utvecklas under dagen mättes med tillkopplade ström- och spänningstänger. Även den omgivande vindhastigheten mättes och samlades in. Samtliga data sparades på ett tillkopplat SD-kort för vidare analys av resultaten. Modulerna kopplades vardera med en tillkopplad MPPT som optimerar modulens effektutveckling under dagen.
Innan påbörjad datainsamling testades de olika modulerna under samma förutsättningar så dessa gav liknande resultat vid mätningarna.
Efter mätningar och insamlandet av data från de två solcellsmodulerna var genomförda simulerades resultat mot teoretiska modeller i det matematiska programmet MATLAB för att skapa en jämförelse mot de verkliga mätningarna. På så vis kunde resultaten jämföras och se om mätningarna kunde antas vara korrekta.
2.1
Simuleringar
De simulerade effekterna och verkningsgraderna togs fram med hjälp av ekvationerna 1, 2 och 3 [44]. Genom att mata in uppmätta värden för den globala solinstrålningen,
vindhastigheten och lufttemperaturen bakom modulerna i ekvation 2 gick det att få ut en teoretisk verkningsgrad för de båda modulerna. I ekvation 3 beräknas en teoretisk
verkningsgrad hos modulerna med hjälp av temperaturer, modulens termiska egenskaper och vindhastighet. Även ekvation 1 används för att ta med temperaturkoefficientens påverkan på MPP. μmp= ηmp,STC× μVoc 𝑈𝑚𝑝 (1) ηmp = ηmp,STC[1 + μmp ηmp,STC (Ta− T𝑆𝑇𝐶) + μmp ηmp,STC ×(𝑁𝑂𝐶𝑇 − 20) 800 × 9,5 5,7 + 3,8 × 𝑉× (1 − ηmp,STC) × 𝐺𝑇,𝑖] (2)
För att kunna simulera effekten så användes ekvation 3. I den användes den globala solinstrålningen vid STC, uppmätta värden från den globala solinstrålningen, modulens märkeffekt och verkningsgrad. Den använder sig av ekvation 2 för att ta fram den simulerade verkningsgraden med hjälp av mätvärden. Genom att sedan plotta uppmätta och simulerade effekter mot varandras fås en uppfattning om hur väl effekterna matchar varandra.
𝑃𝑠𝑖𝑚= 𝑃𝑚ä𝑟𝑘 𝐺𝑆𝑇𝐶 × 1 𝜂𝑚𝑝,𝑆𝑇𝐶 × 𝜂𝑚𝑝× 𝐺𝑇,𝑖 (3)
3
AKTUELL STUDIE
3.1
Systemkonfiguration och datainsamling
Anläggningen som testades bestod av två stycken polykristallina solcellsmoduler, deras egenskaper ses i Tabell 1. Modulerna var fixerade på stativ av aluminiumprofiler med en lutning på 45°. En modul ställdes på fastland och den andra placerades ovanpå flytkuddar och placerades på vattnet samt fixerades med rep så modulen inte kunde rotera från sin initiala placering.
Tabell 1 Tekniska egenskaper undersökt solcellsmodul vid STC.
Tekniska data solcellsmodul [25]
Modell Peimar OS80P
Energiklass A
Antal celler 36st
Maximal uteffekt vid STC 80W ± 5 W
Vmax/Voc 17,78/21,33 V
Temperaturkoefficient vid Pmax -0,43 %/°C
Temperaturkoefficient vid Voc -0,32 %/°C (68,256 mV/°C)
Moduldimensioner 951x674x35 (mm)
På land placerades för var och en av modulerna ett batteri, en effektlast, MPPT och
mikrodator med tillkopplat SD-kort för dataloggning med mätprober. Batteriet laddades med MPPT:n och lasten nyttjade succesivt effekten som producerades från solcellsmodulerna. Temperaturer i luft, mark och vatten mättes med digitala mätprober. Celltemperaturen mättes på modulens baksida i centrum av modulen med en egentillverkad mätprob
konstruerad av en NTC termistor på 10 kΩ, resistor (10 kΩ) och anslutna kablar. Termistorn placerades mellan två cirkulära skivor av aluminiumfolie och inbäddad i ett tunt lager med kylpasta.Detta gjordes för att få en mer korrekt temperaturavläsning på modulens baksida. På termistorns anslutningar placerades elektriskt isolerande krympslang så kylpastan och aluminiumfolien inte skulle fungera som ledare och påverka mätresultatet.
Solinstrålningen mättes med en pyranometer och vindhastighet med en anemometer, värdena lästes med en mikrodatorn och sparades på ett SD-kort. Mätstationen placerades mellan de två solcellsmodulerna.
Samtliga mätningar sparades med ett intervall på fem minuter och var momentana värden vid loggningen till SD-kortet.
3.2
Kontroll och utrustning
Innan mätningarna i Sala utfördes två tester för att kontrollera hur systemen stod sig i förhållande till varandra. Det undersöktes om det var några större skillnader i effekterna mellan modulerna, hur mätutrustningarna stod sig gentemot varandra. Även modulernas temperatur kontrollerades med en värmekamera och jämfördes mot de av mätutrustningen uppmätta värdena.
3.2.1
Mätutrustning
För att säkerställa att mätproberna visade lika värden samt korrekta värden så kontrollerades detta både i mjukvaran och med hjälp av en värmekamera där modulernas temperatur
avlästes för att verifiera att värdena som loggades med mätproberna var rimliga och inte skiljde sig allt för mycket mellan varandra och från de uppmätta värdena med
värmekameran. Däremot förekommer felkällor beroende på vinkel mot mätobjekt,
reflektioner, avstånd från mätobjekt och emissiviteten,toleranser på kameran och om den var kalibrerad rätt.
3.2.2
Flytanordning
I Figur 1 visas uppriggningen av flytanordningen på plats i Sala. Flotten bestod av en
frigolitskiva med en öppning under för att vattenytan skulle vara exponerad mot undersidan av solcellsmodulen. Frigolitskivan plastades in med sopsäckar för att förhindra att
frigolitbitar skulle lossna från flotten och spridas i vattnet. Aluminiumramen tejpades sedan fast i flotten för att bättre kunna hålla ihop konstruktionen. Figur 2 visar när solcellsmodulen var uppspänd ute på vattnet.
Figur 1 Uppriggning av flytanordning i Sala
2018-05-18. Figur 2 Vattenmodulen uppställd och fastspänd.
3.2.3
Placering
Testerna utfördes i Sala kalkbrott och utfördes under 2018-05-18 från 10:00 till 18:00. Figur 3 visar en överblicksbild på hur solcellsmodulerna var placerade under mätningen i Sala. Modulerna hade en azimutvinkel på -16°.
3.2.4
Kopplingsscheman
Nedan visas hur komponenterna var inkopplade. Figur 4 visar hur solcellssystemet var ihopkopplat. En strömtång anslöts till solcellens positiva kabel, spänningsmätningen gjordes på solcellsmodulen. Väderstationen innehöll ett flertal komponenter vilka visas i Figur 5.
Figur 4 Ett schema som visar hur systemet var kopplat.
Figur 5 Ett schema som visar hur landmodulens mikrodator var kopplad. Den vattenplacerade mikrodatorn kopplades på samma sätt fast utan anemometern och pyranometern.
3.2.5
Mätutrustningen
Material som använts till konstruktionen av systemet.
• MPPT Solar Charge Controller, EPEVER Tracer 1210A, MPPT tracking verkningsgrad ηe99,5
%
• Mikrodator, Arduino Uno V.2.0
• Datalogger + RTC (Shield), Deek-Bobot V1.0 • SD-kort, SanDisk 16GB
• Krympslang • Signalkablar
• Termistor NTC, Vishay NTCLE100E3103JB0 (10KΩ), TOL ±0,75 % • Resistorer 10kΩ, (Uppmätt med multimeter 9970Ω)
• Effektmotstånd, RND 155100 1R5 Trådlindad 1.5 Ω 80W • Kylpasta
• Tape för montering
• Digitala mätprober, DS18B20 Tolerans, TOL ±0,5°C
• Pyranometer, Apogee instrument SP-215-SS 9965, TOL ±5 % • Anemometer, SKU:SEN0170, TOL ±3 %
• Värmekamera, FLIR i50, TOL Okänd på grund av okänd emissivitet för solcellsmodul. • Multimeter, UNIT 139C, TOL ±(0,8 %rdg+2dgt)
• Strömtång, HT -Instruments HT9022, TOL VDC ±(1 %rdg + 4dgt), IDC ±(2 %rdg + 5dgt)
Värden som avlästes från termistorerna och loggades med mikrodatorn bygger på ekvation (4) och hämtades från tillverkarens hemsida ur datablad . Värdena A, B, C och D var konstanter för termistorn, 𝑅𝑟𝑒𝑓 var referensresistans vid 25°C hos komponenten och R var den valda resistorn vid spänningsdelningen för avläsningen till mikrodatorn.
𝑇(𝑅) = (𝐴 + 𝐵 ∗ 𝑙𝑛
𝑅
𝑅
𝑟𝑒𝑓+ 𝐶 ∗ 𝑙𝑛
2𝑅
𝑅
𝑟𝑒𝑓+ 𝐷 ∗ 𝑙𝑛
3𝑅
𝑅
𝑟𝑒𝑓)
−1 (4)4
RESULTAT
4.1
Konstruktion av utrustningen
4.1.2
Solcellsmodulen
Termistorerna placerades centrerat på modulen enligt standarden för temperaturmätning [46] och täcktes med kylpasta och aluminiumfolie för skyddande och värmeledande effekt, se
Figur 6. Den isolerande tejpen placerades över termistorn, syftet var att skydda aluminiumfolien från att gå sönder och lossna från modulen.
Figur 6 Den vänstra bilden visar hur termistorn fästes på baksidan av solcellsmodulen. På den högra så var isolerande tejp applicerad över termistorn.
4.1.3
Väderstationen
De uppkopplade enheterna för dataloggning utan lock och genomgångar ses i Figur 7. Den vänstra utrustningen användes till den landbaserade modulen medan den högra användes till den vattenbaserade. Väderstationen för sol och vind placerades på den landplacerade
modulen, placeringen kan ses uppe till vänster i Figur 9.
Figur 7 De kopplade Arduino enheterna som mäter temperaturer, solinstrålning och vindhastighet hos modulerna.
När testerna var utförda så drogs borrades hål ut för kabelgenomföring, kablarna drogs sedan igenom dessa och visas i Figur 8. Innan mätningarna utfördes så limmades batteripacken fast för att de inte skulle ramla omkull och eventuellt råka dra ur kablar. Termistorerna
Figur 8 Vänstra bilden: Vattenmodulens kopplingslåda. Högra bilden: Landmodulens och väderstationens kopplingslåda.
4.2
Testmätningar dag ett (2018-05-13)
Modulerna placerades bredvid varandra i söderriktning. Det var klar himmel med full solinstrålning under tiden som testet utfördes och den globala solinstrålningen uppmättes mellan 917 - 965 W/m2 som visas i Figur 13. Testerna utfördes under tiden 11:15 – 14:15. Utanför MDH, Västerås. Klockan 12:30 togs tejpen bort från modulernas termistorer då det uppmärksammades med värmekameran att dessa hade negativ inverkan på värmeutvecklingen hos modulerna. På grund
av isolerande effekt. Borttagandet av tejpen resulterade i en sänkning av temperaturen i modulens mittpunkt på cirka 4°C vilket visas i Figur 11 och Figur 12 (Observera att tiden är felinställd i bilderna). Den kraftiga lutningen på kurvan i Figur 10 hos landmodulen berodde på att under borttagandet av tejpen som isolerade så kyldes den ena termistorn genom hudkontakt. Efter tejpen var borttagen började temperatursensorerna att stabilisera sig och runt klockan 13:15 så hade modulen kylts ner och modulernas temperaturer var likvärdiga.
Figur 9 Uppställning för test av moduler mot varandra.
Figur 10 Modultemperatur i modulens mitt under test (termistorvärden).
Figur 11 Bild från värmekamera som visar värmepunkt på
landmodulens framsida innan tejpen togs bort.
Figur 12 Bild från värmekamera som visar landmodulens temperatur 12 min efter det att tejpen togs bort.
Figur 13 visar globala solinstrålningen under dagen uppmätt med pyranometer som placerades i modulernas plan.
Figur 13 Testmätning med pyranometer i plan med modulen.
4.3
Testmätningar dag två (2018-05-14)
Dagens mätningar utfördes under samma förhållanden som tidigare test med klar himmel och full solinstrålning till modulerna.
Bilder från värmekameran på landmodulen visar i Figur 15 och Figur 18 värmefördelning runt termistorn. Värmeskillnaden som syns på bilderna visar reflektion från blottad aluminiumfolie vilket värmekameran inte kunde läsa på grund av skillnader i emissivitet mellan materialen. Resultatet visade att termistorerna hade samma temperatur som modulens baksida vilket även registrerades via mikrodatorn med små differenser mellan värmekamera och mikrodatorn.
De båda modulerna hade sin elkontakt sittande i överdelen av modulen vilket lästes med värmekameran och går att se i Figur 14 och Figur 17 de röda zonerna, på de vänstra bilderna, var placeringen för kontakdonen på modulens baksida vilket resulterade i en värmepunkt på cirka 56°C.
Figur 14 Landmodul framsida. Figur 15 Landmodul termistor. Figur 16 Landmodul baksida.
Figur 17 Vattenmodul framsida. Figur 18 Vattenmodul termistor.
Figur 19 Vattenmodul baksida.
4.3
Mätdata
I Figur 20 visas hur temperaturen på vattenmodulen varierade under dagen. Vid klockan 14:41 uppmättes temperaturen med värmekamera på modulernas fram- respektive baksida och visade 56,2°C. Termistorn som var placerad på modulens baksida gav ett värde kring 56°C vid samma tidpunkt.
Figur 20 Vattenmodulens temperatur mot tid enligt mätning med termistor på modulens baksida.
4.4
Slutkontroll innan mätningar i Sala 2018-05-17
Innan mätningarna i Sala utfördes en justering av resistorerna för båda modulerna med resistorer som båda mättes upp till 9970 Ω med multimeter och värdet ställdes in i datakoden.
Ett tunt lager med kylpasta applicerades på de ställen runt termistorn där aluminiumfolien var blottad. Resultatet av temperaturjämförelsen med värmekamera mellan modulerna visas i Figur 21, Figur 22, Figur 23 och Figur 24. Resultatet av kylpastan var att termistorerna höll omgivande modultemperatur (baksida). Resistansen hos termistorerna mättes även med multimeter och gav samma utslag mellan modulerna vilket indikerade god överensstämmelse för mätningarna då värmekameran visade i princip exakt samma värden hos modulerna under kontrollen.
Figur 21 Landmodul framsida. Figur 22 Landmodul Baksida efter applicering av extra kylpasta.
Figur 23 Vattenmodul framsida. Figur 24 Vattenmodul baksida efter applicering av extra kylpasta.
4.5
Mätningar i Sala kalkbrott 2018-05-18
I Figur 25 visas de lufttemperaturer som mätproberna hängandes bakom modulerna
registrerade under dagen. Temperaturerna var låg nära varandra under dagen, då modulerna stod med cirka tio meters mellanrum.
Figur 25 Lufttemperaturer för landmodulen (blå linje) och vattenmodulen (röd linje) ifrån mätningarna i Sala.
I Figur 26 visas temperaturen som avlästes hos termistorer på modulernas baksida och mittpunkt under dagen. Även här avvek inte modultemperaturen mycket från varandra på grund av det korta avståndet mellan modulerna. Skillnaden var cirka 0,85°C under dagen hos modulerna där landmodulen hade den lägre temperaturen.
Figur 26 Temperaturer på modulernas baksida som uppmättes under dagen.
I Figur 27 visas den globala solinstrålningen i modulplanet under dagen. Den högsta instrålningen skedde klockan 12:30 då solinstrålningen var cirka 950 W/m2.
Figur 27 Global solinstrålning som uppmättes under dagen.
Vindhastigheten under dagen visas i Figur 28 och varierade under dagen. Medelvärdet låg på 1,52 m/s för vindhastigheten.
Figur 28 Vindhastigheten som uppmättes under dagen.
I Figur 29 visas de effekter som utvecklades under dagen för respektive modul. Vattenmodulen gav under majoriteten av dagen en högre effektutveckling med ett
medelvärde på 66,75W och landmodulen ett medelvärde på 63,54W. Dippen i kurvan cirka 16:40 beror på ett molntäckte över modulerna vilket även syns i Figur 27 som visar
infallande global solstrålning. Toppvärdet för modulernas båda effektutveckling inträffade vid 12:30 vilket även går att se i Figur 27. Hacken som systematiskt kommer i kurvan beror MPPT:n funktion för att optimera effekten. Orsaken till den relativt stora differensen i effektutveckling på cirka 6,9 W berodde på individuella skillnader hos modulerna.
Figur 29 Uppmätta effekter, landmodulen (blå linje) och vattenmodulen (röd linje), ifrån mätningarna i Sala.
4.6
Jämförelse mellan uppmätta och simulerade effekter
En regressionsanalys mellan effekterna som uppmättes i Sala och den simulerade effekten utfördes, i Figur 30 visas landmodulen. Ett Root Mean Square Error (RMSE) test utfördes för att kontrollera avvikelsen mellan värdena, ju lägre värdena blir på RMSE desto bättre, vid ett idealt förhållande hade RMSE fått ett värde på noll. Landmodulen hade ett RMSE på 81, vilket tyder på en relativt god överensstämmelse mellan uppmätta och simulerade värden. Samma jämförelse gjordes även med vattenmodulen och presenteras i Figur 31. Avvikelsen var lite större för vattenmodulen, RMSE låg på 111, i förhållande till vad landmodulens avvikelse var. I båda fallen så låg de uppmätta effekterna högre än de simulerade.
De effektvärden som var lägre än cirka 45W i samtliga effektgrafer uppstod i samband med att MPPT:n släpade efter och hamnade på fel maximipunkt för effektutveckling, vilket då resulterade i avvikande avläsningar på effekten.
Figur 30 Jämförelse mellan uppmätt och simulerad effekt, landmodul. RMSE var 81. Blå linjen visar ett idealt förhållande.
Figur 31 Jämförelse mellan uppmätt och simulerad effekt, vattenmodul. RMSE var 111. Blå linjen visar ett idealt förhållande.
Vatten- och landmodulens effekter presenteras i Figur 32. Effekterna låg ganska nära varandra under mätningarna, RMSE avvikelsen låg på 43. Vattenmodulen producerade lite mer elektricitet än vad landmodulen gjorde.
Figur 32 Jämförelse mellan vatten- och landmodulens effekter vid mätningarna i Sala. RMSE var 43. Blå linjen visar ett idealt förhållande.
4.7
Verkningsgrad
De verkningsgrader som togs fram med ekvation (2) presenteras i Figur 33. Under dagen hade vattenmodulen en verkningsgrad som var minimalt högre än hos landmodulen. Verkningsgradens medelvärde under dagen för vatten- och landmodulen blev 11,99 % respektive 11,98 % med en differens på 0,01 % mellan modulerna. Verkningsgraderna var så pass lika då ekvation (2) beräknades med modulernas märkeffekt.
Figur 33 Modulernas verkningsgrad framtagen med ekvation 3.
5
DISKUSSION
Under experimentet så producerade vattenmodulen mer effekt än landmodulen. De olika sensorvärdena mellan modulerna visade även på att skillnaderna var små. Landmodulen hade en kallare celltemperatur med cirka 0,85°C vilket skulle ha inneburit en högre verkningsgrad och effektutveckling hos den landplacerade.
För att korrigera effektvariationen hos modulerna så undersöktes effektskillnaderna vid cirka 900 W/m2 och båda stod på land bredvid varandra. Då vattenmodulen producerade en högre effekt redan från början, cirka 6,9W, än vad landmodulen gjorde under testerna så drogs denna effektskillnad bort från de mätresultat som gjordes vid Sala som även här låg runt 900 W/m2. Detta resulterade i att landmodulen hade en högre elproduktion än vad
vattenmodulen hade under experimentet. En uppskattning blev att landmodulen
producerade ungefär 1W mer än vattenmodulen i snitt under tiden som solinstrålningen var över 900 W/m2.
Detta tyder på att den modul som har lägst temperatur också producerar mer effekt vilket kan härledas till temperaturkoefficienten hos solcellerna.
Eftersom skillnaden i mätresultaten från Sala var marginell mellan de båda modulerna innebär detta att den faktiska felrisken hos mätutrustningens toleranser blir mer signifikant än om skillnaden i mätresultaten hos modulerna skulle varit större. Detta innebär således att toleranser i utrustningen kan innebära att noggrannheten försämras och medför ett felaktigt eller missvisande resultat. Även fast utrustningen kalibrerades så kommer alltid en viss avvikelse att finnas i mätresultaten. En känslighetsanalys där de olika toleranserna hos utrustningen togs i hänsyn och undersöktes visade på att de variabler som hade störst inverkan på resultatet var global solinstrålning och celltemperaturen hos modulerna. Med hänsyn till toleranser i temperaturvärdena hos termistorerna som låg på 0,75 % skulle detta kunna innebära en teoretisk felrisk på cirka 0,59°C vilket skulle ge en avvikelse på 0,25 % i verkningsgrad mellan modulerna härlett till temperaturkoefficienten. Pyranonometerns tolerans på 5 % avvikelse skulle kunna påverka den teoretiskt framtagna verkningsgraden med cirka ±0,02 %. Sensorerna som användes för att mäta lufttemperaturen hade en tolerans på ±0,5°C, ifall sensorerna skulle ha största möjliga differens skulle detta påverka
verkningsgraden med ungefär ±0,01 % enligt känslighetsanalysen. Det skulle kunna resultera i att lufttemperaturerna i Figur 25 hade kunnat vara omvända och då skulle samtliga
mätningar peka på att landmodulen hade en lägre temperatur under dagen i förhållande till vattenmodulen. Toleranserna i utrustningen kan alltså innebära att resultaten blir fel eller missvisande då skillnaderna var små som dom var under mätningarna.
Modulerna placerades under experimentet cirka tio meter ifrån varandra. Marken under landmodulen var fuktig då jorden sugit upp vatten ifrån sjön och höll sig därför kallare under dagen än förväntat vilket gav en något lägre temperatur hos landmodulen (0,85°C). Hade istället landmodulen placerats på en annan geografisk plats med samma förutsättningar i solinstrålning och vindhastighet men utan omkringliggande vatten och fuktig mark hade resultaten antagligen blivit omvända med att vattenmodulen skulle få en högre
verkningsgrad och uteffekt.
De teoretiska beräkningarna för modulernas verkningsgrader som räknades fram i Figur 33 visade på en väldigt liten skillnad i modulernas verkningsgrad, vilket inte gav någon
signifikant skillnad under tidsperioden mätningarna utfördes, då modulerna låg så nära inpå varandra och fick i princip samma förutsättningar.
Metoden resulterade i att en stor del av tiden till projektet gick åt för att konstruera mätanordningar och kalibrera dessa. Detta medförde en begränsad tid till att utföra
experimentet vilket påverkade det slutgiltiga resultatet. För att få ett mer robust underlag till resultatet skulle testet behövas utföras under en längre tidsperiod och helst på olika platser hos modulerna.
De främsta begränsningarna i studien var tiden experimentet utfördes på samt de val av placeringar för testet som fanns tillgodo. Utrustningen och konstruktionen av dessa var dock efter tester samt justeringar bra och skulle kunna användas för att utföra experimentet igen.
6
SLUTSATSER
Slutsatsen varför att modultemperaturen på den landplacerade modulen blev lägre än den vattenplacerade var av två anledningar. Dels då marktemperaturen var lägre under dagen och dels då flytanordningen av rent praktiska begränsningar var tvungen att placeras där den gjorde (för att kunna spänna upp flotten så den stod i samma väderriktning under dagen som landmodulen). Det hade varit bättre att placera modulerna längre ifrån varandra som
tidigare nämnts eller ha placerat flytanordningen längre ut på sjön för att möjligtvis få ett tydligare resultat. Jämförelsen mellan effektsimuleringarna och de uppmätta effektvärdena tyder på en relativ likhet, vattenmodulen hade ett RMSE värde på 111 och landmodulens RMSE värde var 81, men skulle kunna förbättras. Verkningsgraderna som beräknades med ekvation (2) visade på väldigt små skillnader då modulernas förhållanden var snarlika. Skillnaden blev 0,01 % och var inte signifikant då felmarginalerna var större än det faktiska resultatet.
7
FÖRSLAG TILL FORTSATT ARBETE
Ytterligare undersökningar och mätningar inom den undersökta kylmetoden är av intresse. I arbetet undersöktes enbart två moduler på en specifik plats under en avsevärt begränsad tidsperiod. Det vore av intresse och vikt att utföra testet under ett längre tidsspann och även utföra testet på flera geografiska placeringar som har andra förutsättningar i klimat och solinstrålning för att kunna dra mer konkreta slutsatser.
REFERENSER
[1] ”What is STC ,NOCT, Temperature coefficient? How are they related? - Taipo energy”. [Online]. Tillgänglig vid: http://www.taipo-tech.com/index.php/stc-and-noct/. [Åtkomstdatum: 19-juni-2018].
[2] afshan on 20 O. 2017 how to know from I. values of modules that how much it is degraded???? Reply, ”Standard Test Conditions (STC): definition and problems”, Sinovoltaics - Your Solar Supply Network. [Online]. Tillgänglig vid:
http://sinovoltaics.com/learning-center/quality/standard-test-conditions-stc-definition-and-problems/. [Åtkomstdatum: 20-maj-2018].
[3] ”EU och resurseffektivitet (EU 2020)”, Naturvårdsverket. [Online]. Tillgänglig vid: https://www.naturvardsverket.se/Miljoarbete-i-samhallet/EU-och-internationellt/EUs-miljooarbete/EU-och-resurseffektivitet-EU-2020/. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018]. [4] ”2020 Energy Strategy - Energy - European Commission”, Energy. [Online]. Tillgänglig
vid: /energy/en/topics/energy-strategy-and-energy-union/2020-energy-strategy. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[6] ”Energi i världen”. [Online]. Tillgänglig vid: http://www.energikunskap.se/sv/FAKTABASEN/Energi-i-varlden/. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018]. [7] ”WPP2017_POP_F01_1_TOTAL_POPULATION_BOTH_SEXES.xlsx”. [Online]. Tillgänglig vid: https://view.officeapps.live.com/op/view.aspx?src=https://esa.un.org/unpd/wpp/DVD/ Files/1_Indicators%20(Standard)/EXCEL_FILES/1_Population/WPP2017_POP_F01_1 _TOTAL_POPULATION_BOTH_SEXES.xlsx. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[8] ”BP Statistical Review of World Energy 2017”, s. 52.
[9] ”Research Cell Efficiency Records | Department of Energy”. [Online]. Tillgänglig vid: https://www.energy.gov/eere/solar/downloads/research-cell-efficiency-records. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[10] ”Energimyndigheten "uppfoljning-av-utvecklingen-for-investeringar-i-solenergi-2016-er2016_31.pdf”. .
[11] ”China’s Emissions: More Than U.S. Plus Europe, and Still Rising - The New York Times”. [Online]. Tillgänglig vid:
https://www.nytimes.com/2018/01/25/business/china-davos-climate-change.html. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[12] ”New world record for solar cell efficiency at 46% — Fraunhofer ISE”, 23-aug-2015. [Online]. Tillgänglig vid:
https://web.archive.org/web/20150823133519/http://www.ise.fraunhofer.de/en/press-
and-media/press-releases/press-releases-2014/new-world-record-for-solar-cell-efficiency-at-46-percent. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[13] ”Solar Radiation and the Earth System”, 25-apr-2016. [Online]. Tillgänglig vid:
https://web.archive.org/web/20160425164312/http://education.gsfc.nasa.gov/experime
ntal/July61999siteupdate/inv99Project.Site/Pages/science-briefs/ed-stickler/ed-irradiance.html. [Åtkomstdatum: 20-maj-2018].
[14]GreenMatch, ”Installation Cost of Solar Panels (2018) | GreenMatch”. [Online].
Tillgänglig vid: https://www.greenmatch.co.uk/blog/2014/08/what-is-the-installation-cost-for-solar-panels. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[15] R. Cazzaniga, M. Cicu, M. Rosa-Clot, P. Rosa-Clot, G. M. Tina, och C. Ventura, ”Floating photovoltaic plants: Performance analysis and design solutions”, Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 81, s. 1730–1741, jan. 2018.
[16] ”Photovoltaics and Electricity - Energy Explained, Your Guide To Understanding Energy - Energy Information Administration”. [Online]. Tillgänglig vid:
https://www.eia.gov/energyexplained/index.cfm?page=solar_photovoltaics. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[17] ”How do Photovoltaics Work? | Science Mission Directorate”. [Online]. Tillgänglig vid: https://science.nasa.gov/science-news/science-at-nasa/2002/solarcells.
[Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[18] ”Monocrystalline vs. Polycrystalline Solar Panels | EnergySage”. [Online]. Tillgänglig vid: https://www.energysage.com/solar/101/monocrystalline-vs-polycrystalline-solar-panels/. [Åtkomstdatum: 19-apr-2018].
[19] S. Nižetić, D. Čoko, A. Yadav, och F. Grubišić-Čabo, ”Water spray cooling technique applied on a photovoltaic panel: The performance response”, Energy Convers. Manag., vol. 108, s. 287–296, jan. 2016.
[20] E. Radziemska, ”The effect of temperature on the power drop in crystalline silicon solar cells”, Renew. Energy, vol. 28, nr 1, s. 1–12, jan. 2003.
[21] S. Dubey, J. N. Sarvaiya, och B. Seshadri, ”Temperature Dependent Photovoltaic (PV) Efficiency and Its Effect on PV Production in the World – A Review”, Energy Procedia, vol. 33, s. 311–321, jan. 2013.
[22] E. Skoplaki och J. A. Palyvos, ”On the temperature dependence of photovoltaic module electrical performance: A review of efficiency/power correlations”, Sol. Energy, vol. 83, nr 5, s. 614–624, maj 2009.
[23] S. Chander, A. Purohit, A. Sharma, Arvind, S. P. Nehra, och M. S. Dhaka, ”A study on photovoltaic parameters of mono-crystalline silicon solar cell with cell temperature”, Energy Rep., vol. 1, s. 104–109, nov. 2015.
[24] M. Khalis, R. Masrour, G. Khrypunov, M. Kirichenko, D. Kudiy, och M. Zazoui, ”Effects of Temperature and Concentration Mono and Polycrystalline Silicon Solar Cells: Extraction Parameters”, J. Phys. Conf. Ser., vol. 758, s. 012001, okt. 2016.
[25] ”ENF Ltd.” [Online]. Tillgänglig vid: /pv/panel-datasheet/Polycrystalline/18675. [Åtkomstdatum: 21-maj-2018].
[26] ”Improving the effectiveness of a photovoltaic water pumping system by spraying water over the front of photovoltaic cells - ScienceDirect”. [Online]. Tillgänglig vid: https://www-sciencedirect-com.ep.bib.mdh.se/science/article/pii/S0960148108001006. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[27] L. Luyao, W. Qinxing, L. Haiyang, L. Hailong, S. Qie, och R. Wennersten, ”Power Generation Efficiency and Prospects of Floating Photovoltaic Systems - ScienceDirect”. [Online]. Tillgänglig vid:
https://www-sciencedirect-com.ep.bib.mdh.se/science/article/pii/S1876610217305246. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[28] O. Saad och M. Behnia, ”Improving Photovoltaic Module Efficiency... (PDF Download Available)”. [Online]. Tillgänglig vid:
https://www.researchgate.net/publication/233002128_Improving_Photovoltaic_Modul e_Efficiency_Using_Water_Cooling. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[29] S. Krauter, ”Increased electrical yield via water flow over the front of photovoltaic panels”, Sol. Energy Mater. Sol. Cells, vol. 82, nr 1, s. 131–137, maj 2004.
[30] S. Armstrong och W. G. Hurley, ”A thermal model for photovoltaic panels under varying atmospheric conditions”, Appl. Therm. Eng., vol. 30, nr 11, s. 1488–1495, aug. 2010.
[31] Y. Zifeng, Y. Dajiang, L. Pohua, och Y. Huiming, ”Simulation and experimental validation of heat transfer in a novel hybrid solar panel - ScienceDirect”. [Online]. Tillgänglig vid: https://www-sciencedirect-com.ep.bib.mdh.se/science/article/pii/S0017931011005722. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[32] F. Spertino, A. D’Angola, D. Enescu, P. Di Leo, G. V. Fracastoro, och R. Zaffina, ”Thermal–electrical model for energy estimation of a water cooled photovoltaic module”, Sol. Energy, vol. 133, s. 119–140, aug. 2016.
[33] T. J.K och Y. Tripanagnostopoulos, ”Performance improvement of PV/T solar collectors with natural air flow operation - ScienceDirect”. [Online]. Tillgänglig vid:
https://www-sciencedirect-com.ep.bib.mdh.se/science/article/pii/S0038092X07001260. [Åtkomstdatum: 17-apr-2018].
[34] A. Sahu, N. Yadav, och K. Sudhakar, ”Floating photovoltaic power plant: A review”, Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 66, s. 815–824, dec. 2016.
[35] M. Rosa-Clot, G. M. Tina, och S. Nizetic, ”Floating photovoltaic plants and
wastewater basins: an Australian project”, Energy Procedia, vol. 134, s. 664–674, okt. 2017.
[36] J. Siecker, K. Kusakana, och B. P. Numbi, ”A review of solar photovoltaic systems cooling technologies”, Renew. Sustain. Energy Rev., vol. 79, s. 192–203, nov. 2017. [37] Y.-K. Choi, N.-H. Lee, och K.-J. Kim, ”Empirical Research on the efficiency of
Floating PV systems compared with Overland PV Systems”, s. 6.
[38] ”(1) Electrical Behavior and Optimization of Panels and Reflector of a Photovoltaic Floating Plant”, ResearchGate. [Online]. Tillgänglig vid:
https://www.researchgate.net/publication/235736393_Electrical_Behavior_and_Optim ization_of_Panels_and_Reflector_of_a_Photovoltaic_Floating_Plant. [Åtkomstdatum: 21-maj-2018].
[39] ”Flytande solceller frös in i svensk sjö”, VVS-Forum. [Online]. Tillgänglig vid: https://www.elinstallatoren.se/innehall/nyheter/2017/juni/flytande-solceller-fros-in-i-svensk-sjo/. [Åtkomstdatum: 19-juni-2018].
[40] P. Kovacs, M. Persson, S. Svensson, S. Åström, och M. Khajehalijani, ”Jämförande provning av mindre nätanslutna solelsystem- En förstudie”, s. 83.
[41]T. Ma, H. Yang, och L. Lu, ”Long term performance analysis of a standalone photovoltaic system under real conditions”, Appl. Energy, vol. 201, s. 320–331, sep. 2017.
[42] M. E. Taboada, L. Cáceres, T. A. Graber, H. R. Galleguillos, L. F. Cabeza, och R. Rojas, ”Solar water heating system and photovoltaic floating cover to reduce evaporation: Experimental results and modeling”, Renew. Energy, vol. 105, s. 601–615, maj 2017. [43] ”NTCLE100E3103JB0 Vishay BC Components | Sensors, Transducers | DigiKey”.
[Online]. Tillgänglig vid:
https://www.digikey.com/product-detail/en/vishay-bc-components/NTCLE100E3103JB0/BC2301-ND/769411. [Åtkomstdatum: 21-maj-2018]. [44] J. A. Duffie och W. A. Beckman, Solar Engineering Of Thermal Processes, 3rd uppl. . [45] ”ntcle100.pdf”. .
[46] R. M. Smith, S. Kurtz, och B. Sekulic, ”Improving Long-Term Back-of-Module Temperature Measurements: Page 3 of 3 | SolarPro Magazine”. [Online]. Tillgänglig vid: https://solarprofessional.com/articles/operations-maintenance/improving-long-term-back-of-module-temperature-measurements/page/0/2#.WtYVm4hubIU.
